Оцінка рівнів відборів і компонентовилучення із пластів

У процесі розробки родовища природного газу в міру росту накопиченого відбору газу дебіт свердловин знижується. Якщо за даними дослідження кернового матеріалу відомо коефіцієнти пористості m_і, проникності k_i і водонасиченості s_ві окремих n пропластків товщиною h_i усієї газоносної товщі, то можна побудувати графік залежності логарифма відносного (до початкового) дебіту свердловини від відносного (до запасів) накопиченого відбору з пласта.

Рівень річного відбору газу з родовища розраховують у кожному конкретному випадку на початковій стадії його освоєння, тобто на стадії створення проекту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) і складання техніко-економічного обґрунтування видобування газу. Далі в міру накопичення інформації за результатами ДПЕ рівні річного відбору газу з родовища уточнюються в проектах і аналізах розробки родовища.

Як правило, рівні річного відбору газу з родовищ становлять 2-4 % від видобувних запасів, по окремих родовищах- регуляторах рівень річного відбору газу з родовищ сягає 10 %, а в деяких випадках і більше.

У процесі експлуатації і оцінки видобувних можливостей родовищ велике значення має інформація про газо- і конденсатовилучення із пластів. Коефіцієнт К об'ємного компонентовилучення — відношення об'єму Q_вид видобутого з пласта компонента до його геологічних запасів Q_з. Розрізняють кінцевий (закінчення експлуатації) і поточний (в деякий момент експлуатації) коефіцієнти компонентовилучення.

З практики експлуатації родовищ випливає, що при режимі природного виснаження кінцевий коефіцієнт газовилучення становить 85-95 %, в той час як кінцевий коефіцієнт конденсатовилучення — 30-60 %, а за сприятливих факторів — до 75 %.

Основні фактори, які впливають на коефіцієнт газовилучення і режим експлуатації родовища: середньозважений за об'ємом порового простору пласта тиск; площова і за розрізом пласта неоднорідність літологічного складу і фаціальна мінливість порід пласта; тип родовища (пластове, масивне); темп відбирання газу; охоплення пласта витісненням (при природному або примусовому діянні на пласт); розміщення свердловин на структурі і площі газоносності; стан розкриття пласта свердловиною і конструкція свердловини; види робіт з інтенсифікації роботи свердловин.

Коефіцієнт конденсатовилучення K_к.вис при розробці газоконденсатного покладу в режимі природного виснаження за Ωп = const може бути розрахований у випадку наявності експериментальних даних pVT з диференціальної конденсації пластових флюїдів. Вплив пористого середовища на коефіцієнт конденсатовилучення в цьому випадку розраховують за виразом:

K_к = K_к.вис − 27,8 · 10⁻⁴F^1/2,

де F — питома поверхня пористого середовища, см²/см³.

• Пласт-колектор

• Мала гірнича енциклопедія : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Донбас, 2007. — Т. 2 : Л — Р. — 670 с. — ISBN 57740-0828-2.
• Білецький В. С. Основи нафтогазової інженерії: підруч. для студ. спец. 185 «Нафтогазова інженерія та технології» / Білецький В. С., Орловський В. М., Вітрик В. Г.; НТУ «ХПІ», Харківський національний університет міського господарства імені О. М. Бекетова. — Полтава : ТОВ «АСМІ», 2018. — 415 с. — ISBN 978-966-182-533-7.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Київ : Міжнародна економічна фундація, 2004. — Т. 1: А–К. — 560 с.
• Бойко В. С., Бойко Р. В. Тлумачно-термінологічний словник-довідник з нафти і газу: у 2-х томах. — Львів : Апріорі, 2006. — Т. 2: Л–Я. — 800 с.